660 MW超超臨界機組30%額定負荷深度調峰的探索與實踐

韓鐘鐘，周小航，沈霄華 ，查 成，黃 寅

(1.華能長興電廠，浙江 長興 313100；2.華能浙江分公司，浙江 杭州 310014)

在電力生產綠色低碳發(fā)展的大趨勢下，風電、光伏發(fā)電等清潔能源裝機占浙江省總裝機容量的比重日益增加，跨區(qū)跨省送電量快速增長，加之浙江電網峰谷差巨大，為保證電網安全穩(wěn)定運行，燃煤機組必須承擔起調頻調峰的重任。華能長興電廠配備兩臺660 MW超超臨界燃煤機組，2014年底雙投至今，一直保持安全穩(wěn)定運行。針對當前的電網形勢，電廠自主開展30%額定負荷深度調峰的探索與實踐，并對暴露出的問題進行深入研究，取得了諸多成果。

1 設備概述及試驗概況

華能長興電廠為2×660 MW超超臨界燃煤機組，鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行垂直管圈直流爐，由哈爾濱鍋爐制造有限公司設計制造，型號為HG-1968/29.3-YM5，四角墻式切圓燃燒方式。汽輪機由上海汽輪機有限公司設計制造型號為：N660-28/600/620。汽輪機型式為：超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回熱抽汽、反動凝汽式。水冷壁系統(tǒng)采用內螺紋管垂直上升式全焊接膜式壁與過熱器系統(tǒng)的分界點為汽水分離器[1]。給水泵為單100%容量汽動給水泵，給水管路分為二路：一路是主給水管路，另一路是啟動旁路。引風機為兩臺50%容量的汽動引風機[2]。

2020年1月20日，華能長興電廠2號機組開展了30%額定負荷深度調峰的摸底試驗。試驗前機組運行正常，機組投CCS控制方式，全爐膛吹灰一次。

(1)試驗要求：①負荷264 MW(40%額定負荷)基礎上手動階梯式減負荷，每次10 MW，設定負荷速率3.3 MW/min；②機組負荷至235 MW后，每次5 MW，設定負荷速率3.3 MW/min；③機組負荷至220 MW維持穩(wěn)定運行正常后，負荷減至19.8 MW(30%額定負荷)。

(2)試驗結果：①13:08 機組負荷205 MW，給水主控570 t/h下限，汽動給水泵小機轉速2 912 r/min，汽動給水泵再循環(huán)閥開度為100%，給水泵出口流量約1 088 t/h；②13:21 機組負荷維持205 MW，給水流量約595 t/h(各受熱面無超溫情況)。運行13 min后，水煤比失調，導致汽水分離器出口過熱度持續(xù)下降，鍋爐轉濕態(tài)試驗終止。水煤比失調原因為我廠給水主控邏輯下限給水設定值維持≥570 t/h，且給水流量<600 t/h閉鎖減汽動給水泵小機轉速。

本次試驗在機組CCS控制方式下進行，以鍋爐不轉濕態(tài)、不調節(jié)給水旁路、SCR不退出、汽泵轉速控制不退遙控為邊界條件,并在試驗過程中同步進行優(yōu)化嘗試。

2 首次深度調峰試驗中存在的問題及優(yōu)化

2.1 汽泵協(xié)調控制優(yōu)化分析

長興電廠給水泵為單臺100%容量汽動給水泵，分三路汽源供汽，正常工況四抽供汽運行、汽源不足時冷再供汽、輔汽聯(lián)箱通過手動閥供汽為啟動汽源。本次試驗中的給水系統(tǒng)相關數(shù)據(jù)如圖1所示。由圖1可看出，接近30%負荷時汽泵轉速將會低于3 000 r/min，邏輯要求會退出過熱度自動；低于2 850 r/min邏輯要求退出汽泵遙調控制，機組退出協(xié)調控制。

圖1 本次試驗中的給水系統(tǒng)相關數(shù)據(jù)

當機組降負荷過程中，四抽壓力降低，在接近30%負荷時四抽壓力低至0.3 MPa，此時汽泵正常工作低壓進汽調門開度已至50%，當?shù)蛪哼M汽調門開至75%時，低壓汽源不足，開啟高壓進汽調門。汽泵協(xié)調控制邏輯優(yōu)化后比較如表1所示。由表1可以看出，機組在接近30%負荷條件下冷再壓力高于1.6 MPa，高壓調門開啟會直接排擠低壓汽源導致汽泵進汽壓力大幅波動、轉數(shù)波動、給水流量波動，威脅機組安全運行。

原汽動給水泵小機一階臨界轉數(shù)：2 650 r/min，調速范圍：2 840～5 622 r/min。通過修改控制邏輯使汽泵脫離退出遙調控制的風險。

(1)將退出過熱度自動控制及退出汽泵遙調控制汽泵轉數(shù)修改為2 750 r/min，汽泵在深度調峰期間轉速始終保持在2 750 r/min以上，保證協(xié)調控制。

(2)保證機組及汽泵的安全運行，提前將汽泵汽源切換至輔汽供汽。

(3)建議在輔汽至汽泵小機供汽管路上加裝電動閥，并修改邏輯通過汽泵進汽壓力控制輔汽汽源自動投入與退出，減少運行人員的勞動強度及操作風險。

表1 汽泵協(xié)調控制邏輯優(yōu)化后比較 r/min

2.2 脫硝入口煙氣旁路優(yōu)化

機組進入深度調峰模式，總煤量減少，爐內燃燒弱，造成煙氣溫度低，在接近30%負荷時脫硝系統(tǒng)入口溫度僅有300℃左右，接近脫硝系統(tǒng)最低溫度要求300℃。不能保證脫硝系統(tǒng)的安全運行。

目前長興電廠2號機組已經完成寬負荷脫硝改造項目，當脫硝入口溫度過低時可通過緩慢開啟煙氣旁路門，將部分煙氣由水平煙道直接送至脫硝入口，提高脫硝系統(tǒng)入口溫度。在調節(jié)過程中應盡量保持上三臺磨煤機運行，以提高火焰中心，保證煙氣溫度。通過調整煙氣旁路后，保證了機組在30%的負荷下脫硝入口溫度保持在300℃以上。脫硝煙氣旁路優(yōu)化后脫硝入口煙溫比較如表2所示。

表2 脫硝煙氣旁路優(yōu)化后脫硝入口煙溫比較

2.3 送風機風量風壓優(yōu)化

表5 本次試驗中的火焰強度數(shù)據(jù) %

機組進入深度調峰模式，總煤量減少，爐膛所需的氧量大幅下降。為保證爐膛燃燒穩(wěn)定采用3套制粉系統(tǒng)的運行方式，本次試驗最低負荷205 MW，D，E，F(xiàn)磨煤機煤量分別為22,22,36 t/h。各臺磨煤機煤量均偏少，此時一次風量已基本滿足鍋爐的過量空氣系數(shù)要求。送風機出力基本接近最小值，動葉開度最低至10%，面臨著失速的風險。

長興電廠風煙系統(tǒng)送風機采用熱風再循環(huán)系統(tǒng)，開啟熱風再循環(huán)調節(jié)門可滿足送風機動葉開度過低問題。同時在保證磨煤機出口溫度及風速的情況下適當減少一次風量，提高送風機出力占比。深調期間提高氧量運行，進行優(yōu)化后，送風機動葉開度增大，風壓提高，送風機脫離失速區(qū)。機組低負荷時送風機風量風壓優(yōu)化前后對比如表3所示。

表3 機組低負荷時送風機風量風壓優(yōu)化前后對比

2.4 引風機轉速控制優(yōu)化

引風機轉速優(yōu)化前后比較如表4所示。機組進入深度調峰模式，在接近30%負荷時，引風機轉速接近3 000 r/min，邏輯要求當引風機轉速低于3 000 r/min時，引風機將退出遙調控制。

在保證燃燒穩(wěn)定的情況下，提高鍋爐總風量，并適當調整爐膛壓力，保證引風機轉數(shù)大于3 050 r/min。通過調整后，負荷205 MW時，引風機轉速維持在3 100 r/min以上。

表4 引風機轉速優(yōu)化前后比較

2.5 火焰強度減弱

長興電廠鍋爐為660 MW超超臨界鍋爐，不投油最低穩(wěn)燃負荷不小于30%BMCR，當負荷趨近30%額定負荷時，已低于最低穩(wěn)燃需求。本次試驗中的火焰強度數(shù)據(jù)如表5所示。由表5可見，此時已有個別火焰強度減弱至20%。

2.6 凝汽器、除氧器水位大幅波動

長興電廠凝結水系統(tǒng)采用2×100%容量電動凝結水泵， 兩泵公用一套變頻器，通常變頻泵運行，工頻泵作為備用。在試驗過程中，因給水流量降低，凝結水泵出口壓力下降，為保證凝結水工頻泵不聯(lián)鎖啟動，凝結水母管壓力控制在1.2 MPa以上(1.0 MPa聯(lián)起備泵)。在除氧器上水調門自動控制邏輯條件下最低開度為25%，為保證凝結水母管壓力1.0 MPa以上，凝結水泵變頻出力將自動增加，導致凝結水泵出口壓力過高，流量增加。造成除氧器液位不斷上升，凝汽器補水增加。

2.7 鍋爐轉濕態(tài)運行

目前長興電廠鍋爐給水流量的保護邏輯設定值為給水流量小于531 t/h，延時30 s，鍋爐MFT動作。本次試驗中為保證給水流量符合邏輯要求，給水流量控制在580 t/h以上。當試驗進行至負荷205 MW時機組轉濕態(tài)而導致試驗終止。同時主汽溫度最低已降至550℃，大幅低于額定溫度605℃。

3 試驗結束后問題優(yōu)化

對于首次深度調峰試驗中無法優(yōu)化問題，在后期進行了優(yōu)化。后期在省調要求深度調峰過程中加以驗證，取得了短時間30%額定負荷深度調峰的成功。

3.1 爐膛燃燒調整優(yōu)化

低負荷時，配煤摻燒配置兩套制粉系統(tǒng)使用相對低熱值，高揮發(fā)分的經濟煤種，煤粉濃度及火檢強度明顯提高。另外，可優(yōu)化燃油系統(tǒng)自投邏輯，保證燃油系統(tǒng)的良好備用，特殊情況及時投油穩(wěn)燃。機組低負荷時燃燒煤種優(yōu)化前后對比如表6所示。

表6 機組低負荷時燃燒煤種優(yōu)化前后對比

3.2 凝結水系統(tǒng)控制優(yōu)化

取消除氧器上水調門自動最小開度25%的邏輯條件。同時為保證不使主調開度過小而導致的節(jié)流造成的管道振動、閥芯磨損過大，建議當主調關至25%時切換至副調運行。經優(yōu)化后目前凝結水系統(tǒng)在30%額定負荷工況下，已能自動穩(wěn)定運行。除氧器、凝汽器液位保持平穩(wěn)。

3.3 鍋爐MFT給水流量低保護邏輯優(yōu)化

鍋爐轉濕態(tài)運行主要原因為水煤比過高。在機組30%額定負荷工況下處于干濕態(tài)的臨界區(qū)。為保證機組干態(tài)穩(wěn)定運行，需降低給水流量，修改給水流量保護定值。由圖2分析在汽泵轉數(shù)低于3 000 r/min時，3 000～2 900 r/min轉速調節(jié)過程中給水流量從601 t/h降低至592 t/h，僅降低9 t/h。

為保證鍋爐干態(tài)運行，汽泵轉數(shù)遙調控制方式。建議在汽泵轉數(shù)接近退出遙調下限時退出給水主路運行，通過給水旁路控制給水流量，為實現(xiàn)給水無擾切換給水主路建議增加給水調閥指令控制。同時機組進行修改邏輯，MFT給水流量保護定值從531 t/h改為492 t/h，在深度調峰時，給水流量控制在550 t/h，有效提高了機組的主再熱氣溫。機組給水流量MFT邏輯修改后主再熱蒸汽參數(shù)對比如表7所示。

表7 機組給水流量MFT邏輯修改后主再熱蒸汽參數(shù)對比

4 結語

本文主要針對華能長興電廠2號機組深度調峰試驗情況所遇到的相關問題，提出了可行的對策及解決辦法并進行相應優(yōu)化，提高了華能長興電廠660 MW超超臨界機組在深度調峰負荷下安全穩(wěn)定運行的能力，并已能實現(xiàn)短時間30%額定負荷安全運行，后期將在電網允許下進行長時間30%額定負荷運行試驗。

(1)優(yōu)化汽泵在深度調峰期間轉速始終保持在2 750 r/min以上，保證協(xié)調控制運行。這避免了汽泵轉數(shù)波動、給水流量波動，以使機組安全運行。

(2)通過緩慢開啟煙氣旁路門，將部分煙氣由水平煙道直接送至脫硝入口，可提高脫硝系統(tǒng)入口溫度。這保證了機組在30%負荷時脫硝入口溫度保持在300℃以上。

(3)通過開啟送風機熱風再循環(huán)調節(jié)門并適當減少一次風量，提高深調期間鍋爐高氧量運行，并使送風機脫離失速區(qū)。

(4)優(yōu)化引風機轉速維持在3 100 r/min以上，保證引風機遙調控制運行。避免了引風機轉數(shù)波動、爐膛負壓波動，以使威脅機組安全運行。

(5)采用相對低熱值，高揮發(fā)分的經濟煤種，煤粉濃度提高后，火焰強度由最弱的20%提高至50%。

(6)取消除氧器上水調門自動最小開度25%的邏輯條件，自動切換至副調運行。將凝結水母管壓力控制在1.2 MPa以上，保證除氧器、凝汽器液位平穩(wěn)。

(7)優(yōu)化MFT給水流量保護定值從531 t/h改為492 t/h邏輯，在保證各受熱面不超溫情況下，有效提高了機組的主再熱氣溫。保證了機組過熱度余量，在機組30%額定負荷工況下保證干態(tài)運行。